盘古梁长6油藏水驱后储层特征变化研究及应用

王贵文，张彬，陈勇，白旭，张家彬，梁高红，古仁超

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

盘古梁长6油藏水驱后储层特征变化研究及应用

王贵文，张彬，陈勇，白旭，张家彬，梁高红，古仁超

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

盘古梁长6油藏属典型特低渗油藏，随着开发的不断深入，油藏进入中含水开发阶段，含水上升速度加快，主侧向井矛盾加剧，水驱不均特征明显。本文应用岩心观察描述、电镜扫描、铸体薄片、全岩分析、压汞试验等多种手段，研究了鄂尔多斯盆地盘古梁长6油藏水驱后的储层特征变化，研究结果表明，水驱后粒间孔减小，长石溶孔增大，有效渗流空间减小，储层非均质性更加复杂，导致水驱优势方向（主向）大孔道增大，含水上升，水驱弱势方向（侧向）小孔道更小，渗透率下降，产量下降，为下步治理指明了方向，为持续稳产夯实了基础。

水驱；孔隙结构；渗流特征

1 水驱前后储层特征变化研究

在注水开发过程中，由于注入水的长期水洗和冲刷等作用对储层物性、孔隙结构、润湿性以及油藏流体性质的影响，使注水开发后储层特征与原始储层特征存在差异。这种差异变化反过来又对注水开发及以后的采油可能产生较大的影响。因此，加强对注水开发储层特征动态变化的研究具有较重要的现实意义[1，2]。

1.1 宏观储层特征研究

1.1.1 泥质钙质隔夹层展布隔夹层是指在渗透层内或层间所分布的相对非渗透性岩层，隔夹层的相对非渗透性影响着流体的垂向渗流和水平渗流。研究区隔夹层在纵向上个数多，平均单井隔夹层个数达到16个，单个隔夹层厚度变化大，从十几厘米到几米不等，平均厚度1.3 m，且隔夹层累计厚度占砂层总厚度的比例达到28.3%；横向上泥岩在分层界限处特征明显容易追踪；小层内泥质及钙质夹层厚度小于1.0 m则电测响应不明显，横向追踪难度较大，说明储层非均质性强。

1.1.2 裂缝特征及展布在特低渗透储层中，裂缝对砂体及孔隙的连通具有重要的意义，它是油气藏中流体的重要渗流通道，对油井的产能有直接的影响，决定着基质的泄油能力和油井的供油面积。研究区纵向上观察岩心12口，3口井见高角度自然裂缝5条，缝高0.4 m～2.1 m，见裂缝井比例25%，说明高角度自然裂缝发育程度高，但测井曲线上响应特征不明显，利用测井曲线判识裂缝难度大；平面上整体发育平行层理，交错层理，沿层理面容易开启形成层理缝，导致注水沿层理面突进造成油井快速见水甚至水淹。

1.1.3 水洗特征检查井对分析水洗状况、划分水淹级别、研究剩余油分布规律等具有重要意义，研究区两口检查井整体上为灰褐色油斑细砂岩，滴水缓渗、点滴Ⅱ级、油斑；分层看长612层吸水状况差，水洗程度低，长621+2层吸水状况较好，中水淹，水洗较为均匀；纵向上主力层长621+2层水淹程度差异大，油井水淹主要是局部（裂缝高渗带）强水洗段的“单层突进”而造成，低渗段动用程度低，剩余油富集。

1.2 微观储层特征研究

1.2.1 储层温度变化储层温度对原油黏度有一定影响，温度越高，原油黏度越小，原油更容易流动，开采难度较小，相反温度越低，原油黏度增大，原油流动困难，开采难度加大，据盘古梁长6油藏历年测试压力资料统计：油井从2004年至2015年平均温度下降率为0.13℃/a。注水井周围的温度下降率更大，从2004年至2015年平均温度下降率为0.27℃/a，即随着长期向储层注入大量冷水引起地层温度下降。

1.2.2 岩石组分及矿物含量变化盘古梁长6油藏主要为三角洲前缘水下分流河道、河口坝沉积，砂层厚度35 m～60 m，砂岩岩性为细-中粒岩屑质长石砂岩，水驱后，岩屑组分的含量由88.1%上升到90.8%，对比岩屑的矿物成分发现主要是由于石英长石含量上升，填隙物组分的含量由11.9%下降到9.2%，对比填隙物的矿物成分发现主要是由于密度较大的绿泥石水驱后相对含量增加，但绝对含量减少（见图1）。

图2 盘检41-302井黏土矿物变化图

1.2.3 黏土矿物含量变化储层经长期水驱后，储集特征会发生变化，而且不同物性储层具有不同的变化规律。对取岩心样品进行水驱前、后X衍射试验分析，黏土总量减少；伊利石相对、绝对含量减少；伊/蒙混层相对、绝对含量增加；绿泥石相对含量稍有增加、绝对含量减少。随着深度的增加，水洗程度逐渐增大（见图2），黏土矿物整体呈现逐渐减小的特征，其主要原因是：（1）岩石中的长石在注水的长期作用下，发生水解作用，蚀变为高岭石；（2）长石在注水的长期作用中，淋滤现象比较普遍，为蒙脱石伊利化提供了Al3+及K+，这样蒙脱石转化为伊利石。岩石在水驱冲刷后，岩石中的伊蒙层黏土的减少，或岩石孔喉中充填了较多的高岭石等都使岩石孔隙分布更不均匀。

1.2.4 孔隙类型变化[3-6]盘古梁长6油藏孔隙类型以原生粒间孔为主，次为长石溶孔，还有少量岩屑粒内孔、沸石溶孔及微裂隙，水驱后，面孔率由6.1%下降到5.8%，平均孔径由34.7%下降到29.8%，粒间孔由5.19%下降到4.98%，长石溶孔由0.58%上升到0.84%，即面孔率、孔径均变小，粒间孔变小，长石溶孔增大。其原因是：（1）石英长石加大，造成粒间孔减小；（2）部分长石颗粒溶蚀产生溶孔造成长石溶孔增大。

1.2.5 喉道特征变化盘古梁长6储层喉道大小及分布区间差别不大，喉道除少量粗喉外，绝大部分属于中细-微细喉道，但不同喉道对渗透率的贡献不同，其中喉道半径大于7 μm和小于0.1 μm对渗透率几乎没有贡献，对渗透率起主要贡献作用的喉道半径集中在0.2 μm～3 μm，统计发现，0.2 μm～3 μm的喉道半径仅占总喉道的25.06%，即对渗透率有贡献的孔喉半径区间窄，比例小，同时水驱后排驱压力增大，由0.3 MPa上升到0.7 MPa，中值半径变小，由0.21 μm下降到0.18 μm，说明孔隙结构发生变化，孔喉分布不集中，非均质性增强。

1.2.6 孔隙度渗透率变化储层的物性特征主要指储层的孔隙性和渗透性，油气产量的高低则直接由渗透率决定。渗透率是一个非常重要的表征岩石特性的参数。主要是用它度量地层传送流体的能力，它控制着地层中流体的流速和运动方向。从整体看，盘古梁长6油藏水驱后孔隙度渗透率均下降，但下降幅度不同，物性相对较差的长612层下降幅度小于物性较好的长621+2层下降幅度（见图3）。虽然原来充填于孔道中的黏土也被冲散了，大部分随水流走，使孔道变得干净、畅通，扩大了喉道直径，减少了液体渗流的阻力，缩短了流体实际渗流的路径，使得大孔道更大，但从整体看，孔隙度渗透率均下降，说明孔渗性下降权重大于孔渗性上升权重，即孔渗性下降占主导因素。

1.2.7 储层润湿性变化油层岩石表面的润湿性分为亲油、亲水和中性三种。在亲水岩石中，水是润湿相，油是非润湿相；而在亲油的岩石中，油是润湿相，水是非润湿相。润湿相总是附着在岩石颗粒的表面和孔壁上。润湿相在地层中一般呈连续分布状态；非润湿相多处于孔道的中心部位，呈不连续分布状态，如滴状、珠状、块状等。

油层岩石表面润湿性一般是亲油的。在油层注水开发过程中，由于水的冲刷作用，使贴附在岩石颗粒表面的油膜逐渐变薄或脱落，另一方面由于分子的运动也会使岩石表面脱附的油分子不断被水带走。结果使岩石－油－水三者之间原有的吸附和脱附动态平衡关系遭到破坏。随着注入水的长期大量地冲刷，就使这种动态平衡不断向脱附方向变化，最后导致油层岩石表面润湿性发生变化（见表1）。

图3 盘古梁长6油藏水驱前后孔渗性变化图

表1 水驱前后润湿性变化表

1.2.8 相渗曲线变化对于一个具体的油藏，由于取心分析的岩样具有不同的渗透率和孔隙度，所以测得的相对渗透率曲线是不相同的。依据不同的渗透率和孔隙度，选择若干条有代表性的相对渗透率曲线，在此基础上进行归一化处理，从而得到能够代表油藏或油层的平均相对渗透率曲线。水驱前选取11口探评井岩样和水驱后2口检查井岩样的油水两相的相对渗透率数据，由此绘出归一化的油水相对渗透率曲线。对比水驱前后相渗曲线发现，水驱后油水两相渗流区间变窄，束缚水饱和度增加，残余油饱和度降低，等渗点右移，水相渗透率增大，岩石的润湿性向亲水逐步增加，水驱后储层由Ⅰ类→Ⅱ类（见图4）。

图4 水驱前后相渗曲线变化图

1.2.9 驱油效率变化残余油的形成与孔隙介质的结构及其表面性质有关，与油和水的性质有关，也与驱替条件有关，所以，残余油形成机理是复杂的[7，8]。对于不同物性储层水驱油过程中，残余油的形成及其形成的残余油类型不甚相同。通过水驱油实验过程中观察发现：残余油的形成及其残余油类型与储层微观水驱油渗流特征联系密切。

盘古梁长6油藏为特低渗储层，水驱油过程中，水驱油困难，注入水在模型内部绕流严重，导致残留在模型内部的残余油以簇状残余油、片状残余油为主；在高渗带或渗透率相对较高的模型中，可见卡断形成的珠状残余油及细小孔道中的残余油，并且通过冲刷前后两次水驱油对比可以看出，冲刷后由于模型细小喉道受到破坏，注入水波及面积减小，受细小喉道控制的油无法驱出，形成大量残余油。

2 对油田开发的影响及应用

2.1 水驱优势方向（主向）大孔道增大，造成含水上升

盘古梁长6油藏体展布方向为北东－南西向，发育水下分流河道，因此沉积物的展布也呈现出明显的方向性（北东－南西向），水驱油试验表现出沿主应力方向的水驱优势通道，试井模型表现出由均质型向裂缝型的转变，试井结果表现出主向渗透率、裂缝半长增大的特征，动态上表现出含水快速上升的过程。针对如上所述的变化特征，开展化学堵水措施，目的是封堵裂缝高渗带，均衡平面水驱[9，10]。

从实施效果分析，化学堵水措施有效封堵了水驱优势通道，含水上升速度减缓，具体体现在：（1）吸水剖面显示由化堵前的尖峰状吸水转变为化堵后的均匀吸水，且吸水厚度明显增加，说明水驱状况好转；（2）主向油井递减由17.1%下降到7.6%，同时含水快速上升势头得到有效控制。

2.2 水驱弱势方向（侧向）小孔道更小，渗透率下降，造成产量下降

由于沉积造成物性展布的方向性，在长期的注水开发过程中表现的更为突出，镜下观察表现出明显的吼道堵塞特征，试井探测半径及解释渗透率均呈现明显下降，动态响应特征表现出产量快速递减。针对如上所述的变化特征，开展精细注采调控、径向调差、侧向提液等相结合的综合治理。

从实施效果分析，经过综合治理，产量下降势头得到控制，自然递减下降，具体体现在：（1）在建立驱替系统的基础上开展精细注采调控，及时发现及时调整，调整井次逐年增加；（2）近5年对41口井实施控液生产，降低了含水上升风险，同时对277口井实施侧向提液；（3）侧向措施挖潜思路由常规酸化转向酸化压裂相结合的治理方式，取得明显效果，措施增油连续2年超过2× 104t；（4）油藏指标逐年向好转变，自然递减连续3年下降，含水上升率连续4年保持在2.0%以内，治理效果明显。

2.3 水驱后不同水洗状况下的电阻率响应特征呈现明显不同

盘古梁长6油藏主向油井水淹严重，2007年至2015年累计实施调整更新井97口，累计产油30.6× 104t，对比调整更新井与对应老井的电测响应特征发现：初期含水大于60%的调整更新井电阻率异常抬升，抬升幅度13 Ω～20 Ω；初期含水20%～60%的调整更新井电阻率下降，下降幅度3 Ω～10 Ω，初期含水小于20%的调整更新井电阻率小幅下降，下降幅度1 Ω～4 Ω。针对如上特征，采取分类型制定相应技术对策，指导剩余油挖潜措施。以含水小于20%、未-弱水洗的调整更新井为例，首先分析初期改造强度，判断二次压裂改造的空间，再根据生产特征，水驱特征，结合压力状况、渗透率及裂缝半长状况，确定二次压裂改造时机及措施参数，2014年对9口调整更新井实施二次压裂改造取得突破，在此基础上优化参数，扩大范围，取得了更为明显的效果，单井日增油由2014年的1.7 t上升到2015年的1.9 t，单井年增油由2014年的458 t上升到2015年的679 t，同时明确了下步调整更新井的初期改造方向，即录井发现电阻异常升高和降低，说明储层已达到中-强水洗的级别，为防止见水甚至水淹的风险，采取如下措施：（1）尽量避开中-强水洗部位射孔；（2）适当控制初期压裂改造参数；（3）对应注水井采取相应剖面治理。

3 结论与认识

（1）泥质钙质隔夹层纵向上个数多、厚度变化大，横向上分层界限处特征明显容易追踪；层内夹层小于1 m则追踪难度较大，同时自然高角度裂缝广泛发育，但测井曲线上响应特征不明显，利用测井曲线判识裂缝难度大。

（2）长612层整体吸水状况较差，水洗程度低，长621+2层相对吸水较好，中水淹，水洗较为均匀，但长621+2层纵向上水淹程度仍有差异。

（3）水驱后，大孔道（主向）增大，小孔道（侧向）更小，孔喉结构更加复杂，储层非均质性增强，渗透率下降，主侧向井开发矛盾加剧。

（4）水驱后，电测响应呈现出“一偏一降两升”的特征，应根据电阻率变化特征指导射孔部位及初期改造强度。

（5）储层特征变化的准确认识和分析可为研究人员提供依据，及时深化剩余油分布认识及调整方案对策，提高采收率。

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Panguliang Chang 6 reservoir characteristics change research and application

WANG Guiwen，ZHANG Bin，CHEN Yong，BAI Xu，ZHANG Jiabin，LIANG Gaohong，GU Renchao
（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

Panguliang Chang 6 reservoir is a typical low permeability reservoir,with the deepening of the development,reservoir enters the water development stage,water cut rising speed,increased main lateral wells contradiction,water flooding are obvious characteristics. The application of core observation,SEM,cast thin section,whole rock analysis,mercury injection test,studies the reservoir characteristics change Erdos basin Panguliang Chang 6 reservoir after water flooding.The results show that after water flooding intergranular pore decreases,feldspar dissolution porosity increases,effective flow space decreases,the reservoir heterogeneity is more complex,resulting in water flooding direction（the main advantage to bighole）increases,the rising water cut,water flooding direction（lateral）weak small holes smaller,permeability decrease,decline,and pointed out the direction for the next step of governance,to lay a solid foundation for sustainable development.

water flooding；pore structure；flow characteristics

TE327

A

1673-5285（2016）12-0062-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.016

2016－10-09

王贵文，男（1983-），工程师，2008年毕业于中国石油大学（华东），资源勘查专业，现就职于长庆油田第三采油厂地质研究所，从事油田开发工作，邮箱：wangguiwen_cq@petrochina.com.cn。